一 加快推动东北亚区域性天然气交易中心的建设是构建天然气人民币体系的关键之举

为了使天然气贸易从与国际原油价格挂钩的定价机制中脱离，促进区域LNG交易价格趋向平衡，保障天然气出口国和东北亚、亚洲地区消费者的利益，推进建立起流动性高、灵活、透明的天然气交易中心已经成为东亚各国的共识。而中心如何建立？如何使中心真正发挥作用？从长期来看，最终的解决方案是要进一步引入俄罗斯、中亚等国家的天然气资源，以形成稳定、充沛的供应方，同时加速中国、日本、韩国以及印度等亚洲重要经济体构成的消费方之间的共同行动，而其中最关键的是要建立起一套独立于欧美既成市场的运营体系。

1．油气进口与东北亚共同利益

近10多年来，亚洲天然气消费量增长以中、日、韩拉动为主，三国的天然气消费量占亚洲消费总量的比重超过50%。LNG进口方面，中、日、韩三国更是占到亚洲LNG贸易总量的80%以上。有预测认为，到2020年，中、日、韩三国的天然气消费总量将达5220亿立方米，较2010年增加2650亿立方米，年平均增长7.3%左右，但同期世界平均增长速度只约达1.8%。

在亚洲天然气消费国中，只有中国的天然气自给率能够达到65%左右，而日、韩、印度和新加坡等国家要满足本国的天然气需求基本则依赖进口，并且以LNG进口为主。日本和韩国天然气资源贫乏，是传统的天然气进口大国。日本的天然气对外依存度超过96%，韩国更是高达99%。日本和韩国的LNG进口量位居全球前两位。为了满足迅速增长的天然气需求，中国的天然气进口量也在快速增长，自2006年开始进口LNG以来，中国目前也形成了一定规模的进口量。随着东北亚三国，特别是中国天然气消费的快速增长和天然气贸易的活跃，在可预见的将来，亚洲尤其是东北亚地区将成为全球最主要的区域性天然气交易市场。

然而，亚洲地区传统的天然气定价模式一定程度上导致了“亚洲溢价”现象的出现，该定价模式亟待打破。由于亚太地区的天然气进口以LNG为主，并且进口LNG主要为长期合同，因此定价普遍采用的是与进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价公式，这就导致价格和市场缺乏灵活性，天然气贸易由此产生了较为严重“亚洲溢价”现象。尽管在全球天然气供给宽松的格局下，亚太与欧洲、北美的价差有所收窄，但价格差异依然存在，东亚国家的天然气进口成本普遍被抬高。

除了传统的定价机制因素外，中、日、韩三国的天然气进口来源也有较高的重合度，这三大天然气进口国对资源的争夺在一定程度上抑制了其定价话语权的提升。东北亚三国进口天然气的来源主要集中在中东、北非的卡塔尔、也门、马来西亚、澳大利亚、印度尼西亚等国家以及俄罗斯，相互重合度非常高。此外，美国也是预期的LNG进口来源国，经美国政府批准，日本和韩国已经开始从美国进口LNG。2017年中美“百日计划”中也提出，美国将对华出口天然气。为了减少因中、日、韩三国争夺天然气资源而引发的相互抬价问题，实现从竞争到合作的转变，东北亚地区亟待建立一个共同的天然气交易中心。

在建立东北亚区域性天然气交易中心方面，不仅消费国存在广泛的共同利益，俄罗斯作为重要的天然气生产国也存在非常重要的积极因素。以往俄罗斯以欧洲为主要的天然气出口市场，其大约70%的天然气出口销往欧洲市场。乌克兰危机之后，俄罗斯受到美欧的制裁，俄罗斯一直试图开拓新的天然气出口市场。而且，与乌克兰的交恶也使俄罗斯希望找到绕开乌克兰的天然气出口市场。东北亚地区拥有庞大的天然气消费量，无疑是俄罗斯渴望的最为稳定的出口目标。

天然气价格与国际原油价格挂钩在亚洲造成的天然气溢价问题，不仅给亚洲各国带来了沉重的经济负担，也影响了亚洲各国的经济竞争力。当前，全球天然气供给相对宽松，天然气已经逐渐脱离石油贸易体制而成为一种相对独立的能源商品种类。北美“页岩气革命”使美国和加拿大的页岩气探明储量不断增加，部分原来向北美出口的LNG转向了日本和韩国，尽管贸易量不大，但定价标准都参考了美国亨利枢纽（Henry Hub）的价格。同时，东北亚地区从卡塔尔、澳大利亚等国家进口的LNG量也越来越大。这些交易都对传统的东北亚地区天然气定价机制产生了冲击。在这样的背景下，东北亚地区尤其是中、日、韩三国迫切需要改变现有的天然气定价机制，通过加快形成区域性的天然气交易市场、建立交易中心，构建有中国特色的天然气交易市场运行模式及价格形成机制，以满足国内市场和东北亚市场的天然气需求。

2．中国建立天然气交易中心的优势

中国天然气市场具有容量大、国产气和进口气源多元化、天然气基础设施较为完善等有利因素；同时，中国拥有优质港口和重要的地理位置，具有较大规模的天然气储备设施和完善的天然气集散、加工产业链，建立天然气现货和期货交易平台的需要十分强烈，因此中国建立辐射东北亚地区的天然气交易中心具有得天独厚的优势。

随着中国天然气四大进口来源（西南有中缅油气管道、西北有中国-中亚天然气管道、东北有中俄天然气管道和东部沿海LNG进口）进口量的逐渐增加，以及中国国内多种气源的成功开发，中国的天然气供应能力得到了大规模提升，这些资源基础和供应条件对于中国建立区域性天然气交易中心十分有利。同时，随着国内天然气行业改革的逐渐深入、管网建设和跨境管网等硬件设施的日益完善，以及沿海LNG接受点的丰富，中国已经能够做到天然气的灵活调配，有足够的能力保障区域性天然气交易中心的气量交割。

有关材料显示，可以预测中国2020年、2030年天然气需求量可以分别达到3500亿立方米和5000亿立方米。对于中国本国产天然气量，2020年，国内常规天然气供应能力可以达到2000亿立方米，2030年有望达到2400亿立方米，再加上页岩气、煤层气和煤制气等非常规天然气，国内天然气供给量在2020年和2030年分别有望达到2600亿立方米和3700亿立方米。而对于从国外进口的天然气以及中俄东线供气购销合同的供应量，到2020年，中国引进管道气和LNG的总量可能会超过1400亿立方米。按此推算，中国的天然气交易市场将因大量盈余的出现而形成供大于求的局面。这将为东北亚区域性天然气交易中心创造良好的供给保障，确保交易中心的连续交易。

此外，中国陆续推出天然气行业改革政策，营造市场竞争环境。最近中国政府出台了一系列改革政策，如《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》以及《油气管网设施公平开放监管办法》等，充分显示了政府逐步理顺天然气价格体系的决心，同时，这些改革措施也力图促进并实现天然气基础设施的开放和社会共享。这也是在中国建立天然气交易中心的必要条件。

鉴于中国在天然气消费量、本国天然气生产能力以及输气管网和储运设施等方面具有的优势条件，在中国建立天然气交易中心开展现货和期货贸易的条件已日趋成熟。中国和同为东北亚地区主要天然气消费国的日、韩两国与天然气主要供应方的俄罗斯、中亚地区之间可以从双边天然气现货交易起步，之后逐步建立辐射东北亚进而影响全球的天然气交易中心，以促进中国天然气市场基准价格的形成，并将以人民币计价和结算的贸易机制逐步推广开来。

在操作层面，上海市于2015年1月设立了上海石油天然气交易中心。部分放开价格的天然气将投入现货交易，国家天然气价格改革也明确以上海石油天然气交易中心的价格为计价基准点。从长远来看，未来可以考虑在上海或深圳等具备条件的地点设立中国天然气交易中心，形成东北亚地区天然气价格。中国天然气交易中心未来要成为与美国亨利枢纽和英国国家平衡点（NBP）同样重要的、具有亚太区域特点的天然气交易中心。

然而，建立东北亚区域性天然气交易中心需要处理错综复杂的利益问题，是一项长期而艰巨的任务。第一，各国之间要建立天然气对话协商机制，在天然气贸易方面寻求更多的合作。第二，要在交易中心管辖的供应点和需求国之间建立管网互联、管网储备设施高效率共享、调配灵活的天然气基础设施，以保障在天然气交易的过程中各个环节顺畅完成。第三，各参与国应以市场化为主要的调整机制，推动各自内部天然气行业的跟进和改革，促进天然气与替代能源之间在价格等方面关系的平衡，使天然气现货贸易和期货贸易能准确地反映市场供求关系、资源价值与生态价值。此外，建立以人民币计价和结算的天然气交易中心，还要求中国推进外汇体制改革和离岸人民币市场建设。